Перечень вопросов к экзамену ГТИ. Геологотехнологические исследования
 Скачать 156.81 Kb.
|
|
21. ТВД (термовакуумная дегазация). Термовакуумный дегазатор (ТВД) предназначен для глубокой дегазации проб промывочной жидкости (ПЖ) и шлама с целью определения газонасыщенности проб ПЖ, бурового шлама и калибровки желобного дегазатора. Высокая степень дегазации ПЖ и шлама достигается за счет создания разрежения 0,09 МПа в системе и нагрева пробы до температуры 90-100С. ТВД проводят в следующих случаях: • термовакуумная дегазация (ТВД) проб промывочной жидкости (ПЖ) для определения коэффициента дегазации желобного дегазатора (непрерывного действия). Калибровку желобного дегазатора необходимо производить перед проведением ГТИ, при замене желобного дегазатора на дегазатор другой конструкции, при переносе желобного дегазатора на другое место. Коэффициент дегазации должен быть не менее 5% для поплавкового и не менее 25% для активного дегазатора; • ТВД проб ПЖ при резком изменении параметров ПЖ (плотность, вязкость, водоотдача); • ТВД проб ПЖ при резком изменении суммарных газопоказаний (в 1,5 и более раз); • ТВД проб ПЖ при вскрытии пласта-коллектора; • ТВД ПЖ перед проведением испытаний пластов на трубах (ИПТ); • ТВД проб ПЖ и пластового флюида после проведения ИПТ; • ТВД керна для определения характера насыщения; УСТРОЙСТВО ТЕРМОВАКУУМНОГО ДЕГАЗАТОРА 1. Термовакуумный дегазатор состоит из корпуса, на котором жестко закреплены газоизмерительный цилиндр, вакуумметр и тройник. 2 Газоизмерительный цилиндр, напорный цилиндр, вакуумметр, тройник, пробоотборник и вакуум-насос соединены между собой системой резиновых трубок. Для управления движением газовоздушной смеси дегазатор снабжен тройником и зажимами. 3. Газоизмерительный цилиндр изготовлен из оргстекла и откалиброван на 200 см3. Напорный цилиндр также изготовлен из оргстекла и рассчитан на объем 600 см3 воды. Пробоотборник изготовлен из нержавеющей стали и вмещает 250 см3 бурового раствора. 4. Вакуумметр соединяется с газоизмерительным цилиндром и вакуум-насосом и предназначен для измерения создаваемого в системе разрежения. 5. Термовакуумный дегазатор поставляется в комплекте с термостатом, служащим для нагрева пробы бурового раствора, и вакуум-насосом. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ДЕГАЗАЦИИ ПРОБ Пробу ПЖ отбирать по возможности ближе к устью скважины, но всегда в одном, строго определенном месте. Объем анализируемой пробы 250 см3. После отбора пробы закрыть пробоотборник пробкой и зажать отходящую трубку зажимом 8. 2. Установить пробоотборник 10 в термостат 6 и подсоединить резиновую трубку к газовоздушной линии 7. Зажим 8 не снимать. 3. Отвакуумировать газоизмерительный цилиндр 2. Для этого закрыть зажим 12, дроссель 9 перекрыть, зажим 11 снять. Включить вакуум-насос и создать разрежение 0,09 МПа, после чего перекрыть линию перед вакуум-насосом зажимом 11. 4. Включить нагрев термостата и открыть зажим 8, выдержать пробоотборник с буровым раствором 10-15 мин при температуре 95С. После прекращения газовыделения из пробы ПЖ (выделения пузырьков газа) и установления постоянной величины вакуума в системе (показания вакуумметра не изменяются) закрыть зажим 8 и открыть 12, после чего вода из напорного цилиндра 3 частично заполнит газоизмерительный ци-линдр 2. Перед снятием показаний необходимо взять напорный цилиндр, поднести его к газоизмерительному цилиндру и уровнять уровни воды в обоих цилиндрах. После чего снять показания объема выделившегося газа по шкале на газоизмерительном цилиндре. Напорный цилиндр поставить на полочку 13. 5. Через дроссель с фитингом 9 шприцем отобрать 5 см3 газовоздушной смеси для анализа на хроматографе. При этом количество газа в газоизмерительном цилиндре должно уменьшиться на 5 см3. При объеме выделившегося газа более 20 см3 необходимо первые 5 см3 выпустить из шприца и использовать для анализа последующие 5 см3. 6. После окончания анализа напорный цилиндр 3 снять, опустить его вниз и вернуть воду из газоизмерительного цилиндра в напорный. Кран поставить в нейтральное положение. 7. Отсоединить пробоотборник от дегазатора, промыть его водой и вытереть насухо. Закрыть зажим 12 и очистить систему от остатков газо-воздушной смеси. 22. Формирование планшета ГТИ. Результаты всех вышеперечисленных методов исследований оператор заносит в специальный планшет геолого-геохимических исследований. Планшет - это графическое изображение параметров, нанесенных в масштабе глубины по мере углубления забоя. Пример планшета приведен на рисунке. Планшет является рабочим документом, куда по мере проведения исследований (углубления забоя) оператор заносит результаты. Все исследования проводятся по мере отбора шлама, т. е. через 2 метра в потенциально продуктивных интервалах ствола скважины и через 5 метров в остальных. Масштаб глубин на планшете используется, как правило, 1:200 м или 1:500 м. Обязательные колонки планшета: Возраст (стратиграфия) Колонка содержит данные по стратиграфии горных пород, где указывается возраст вскрытых пород, включая названия отделов, ярусов, горизонтов. Описание пород По результатам визуальных исследований шлама и керна описываются признаки пород: название, цвет, структура, текстура, твердость, крепость, пористость и кавернозность, трещиноватость, битуминозность, нефтенасыщение, наличие минеральных включений и органических остатков. Литология Колонка является результатом совместной интерпретации всех остальных колонок. Породы обозначаются общепринятыми условными знаками. Характер насыщения пластов-коллекторов можно нанести прямо в колонку «Литология» с помощью специальных значков (как показано на рисунке) либо занести эти сведения в отдельную колонку. Плотность горных пород, определенная по шламу. Карбонатность. Колонка строится в форме заполненной гистограммы. Суммарное количество доломита, кальцита и нерастворимого остатка (н.о.), определенного с помощью карбонатомера, принимается за 100%. ДМК. ДМК (мин/м), продолжительность бурения интервала проходки, величина обратная механической скорости бурения. Шламограмма Составляется по результатам визуального определения вещественного состава. В нее заносится процентное содержание литологических разностей в пробе шлама с учетом основной и обвальной породы. Люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА). В колонку заносятся данные о качественном составе и количественном содержании битумоидов в шламе: интенсивность, цвет и тип битумоида. Возможно нанесение интенсивности свечения не цифрами, а в виде кривой. Суммарное газосодержание. Кривая суммарного газосодержания строится автоматически в логарифмическом масштабе и представляет собой сумму пяти или шести С(-С5 (С6) компонент в абсолютных %, определяемых с помощью хроматографа. Раздельный анализ газа (РАГ). Относительный состав УВ компонентов строится в виде гистограммы с заливками разного цвета для каждого компонента. Вид планшета может видоизменяться в зависимости от комплекса исследований, например, могут присутствовать колонки с кривыми ГИС, кривыми градиентов пластовых давлений и др. 23. Газонефтеводопроявления. Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. Наиболее распространенные виды осложнений - осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления. К осложнениям относятся: Газонефтеводопроявления пластового флюида (ГНВП). По интенсивности различаются: переливы, выбросы, фонтаны. Поглощения промывочной жидкости. По интенсивности различаются: частичные, полные, катастрофические, гидроразрывы пласта. Неустойчивость ствола скважины. Проявляется в виде: осыпей и обвалов стенок скважины, образовании желобов, уступов и козырьков, каверн, сальников. Прихваты бурильного инструмента в скважине. Различаются прихваты вследствие неустойчивости ствола и прихваты посторонними предметами. Аварии с бурильным инструментом. Промывы бурильных труб, неисправности насосов, аварии с долотом и т. д. Газонефтеводопроявление Это неуправляемое поступление пластового флюида (газ, нефть, вода, или их смесь) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении и ремонте, а так же создающее опасность выброса бурового раствора и открытого фонтанирования. Давление на забой и стенки скважины складывается из гидростатического давления и различных составляющих гидродинамических давлений. Гидростатическое давление определяется плотностью и высотой столба промывочной жидкости; уменьшение этих величин ведет к снижению гидростатического давления, а следовательно, и давления на забой. Плотность промывочной жидкости может быть неверно запланирована из-за незнания фактической величины пластового давления, а также может произвольно снизиться в процессе бурения вследствие недостаточной дегазации раствора. Высота столба промывочной жидкости снижается в результате недолива скважины при подъеме инструмента, поглощения раствора и гидроразрыва пласта. Гидродинамические давления на забой и стенки скважины возникают в процессе циркуляции промывочной жидкости, подъема и спуска инструмента, а также при резком торможении инструмента и резком запуске насоса. При превышении газосодержания промывочной жидкости на 10% (по отношению к фоновому) необходимо дать рекомендацию буровой бригаде на остановку циркуляции и наблюдение за скважиной в течение 3-5 мин. Если нет перелива в желоб, определить природу вышедшей на поверхность газовой пачки. Если наблюдается перелив промывочной жидкости через устье - приступить к ликвидации ГНВП. ПРИЧИНЫ ГНВП Недостаточная плотность раствора. Недолив скважины при спуско-подъемных операциях. Поглощение жидкости, находящейся в скважине. Глушение скважины перед началом работ неполным объемом. Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта. Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин. Длительные простои скважины без промывки. Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического. Основное условие возникновения ГНВП - превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением. 24. Поглощения промывочной жидкости: признаки обнаружения по данным ГТИ. Главной причиной поглощений промывочной жидкости в пласт является превышение давления в скважине над давлением в пласте. В результате такого превышения промывочная жидкость, преодолевая местное гидравлическое сопротивление, будет проникать в трещины, каверны и поры пород. Поглощение вызывается как геологическими, так и технологическими причинами. В первом случае пластовое давление в зоне поглощения ниже нормального. Это может происходить за счет: наличия в разрезе проницаемого коллектора; недостаточной изученности разреза (наличия в разрезе пластов с аномально низким пластовым давлением). Во втором случае давление в скважине по ряду причин превышает пластовое. Причиной может быть рост гидростатического или гидродинамических давлений. Гидростатическое давление может быть повышено в результате планового или произвольного повышения плотности раствора. Плановое повышение обусловливается ошибкой в проекте, а произвольное - недостаточной очисткой раствора от шлама и значительной фильтрацией жидкой фазы раствора в пласт. Причиной поглощения и даже гидроразрыва пласта может служить рост давления в закрытой скважине в процессе ликвидации газонефтеводопроявления. Как правило, допустимое давление на устье при глушении скважины регламентируется как прочностью обсадной колонны, так и давлением гидроразрыва пласта. Дополнительные гидродинамические давления в скважине возникают при спуске инструмента, резкой его остановке, включении насосов, проработке ствола, спуске обсадных колонн, их цементировании, применении растворов с высокими вязкостью и напряжением сдвига. Величина этих давлений обусловлена скоростью движения инструмента, расходом и реологическими свойствами раствора. К технологическим причинам поглощений следует также отнести рост давления в скважине при зашламлении, обвалах пород и при образовании сальников на инструменте. Простое превышение забойного давления над пластовым не всегда приводит к поглощению. Как правило, необходимо превысить некоторое начальное давление, чтобы началась фильтрация в пласт. Это давление больше пластового и называется давлением начала поглощения. Величина давления начала поглощения зависит как от технологических, так и от геологических факторов. К технологическим факторам относятся тип промывочной жидкости, его реологические и фильтрационные свойства. Произвольное снижение вязкости и рост водоотдачи раствора могут значительно повысить фильтрационные потери. К геологическим факторам относятся наличие, размеры и тип каналов фильтрации пласта, литологический состав пород, а также величина пластового давления и вид пластового флюида. Наиболее благоприятные условия поглощения создаются при вскрытии карбонатных коллекторов высокой проницаемости с аномально низким пластовым давлением. Прямым и однозначным признаком поглощения является снижение уровня промывочной жидкости в емкостях. Этот признак действителен только при наличии циркуляции. При отсутствии циркуляции снижение уровня в скважине может быть отмечено только визуально, поскольку не производится измерение уровня в затрубье. Контроль за поглощением промывочной жидкости в процессе спускоподъемных операций осуществляется путем сравнения объема металла спускаемых в скважину труб и объема вытесняемой из нее промывочной жидкости. При определении расчетного объема вытеснения в качестве слагаемых учитываются нормальные фильтрационные потери и наличие пленки раствора на внутренней поверхности труб. Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение бурового раствора объясняется превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и характером объекта поглощения. буровой раствор с высокой плотностью; спуск бурильных труб со скоростью, превышающей допустимую. Факторы, влияющие на возникновение поглощений промывочной жидкости. геологические факторы — тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, величина пластового давления и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефте-, газо- и водопроявления, переток пластовых вод и др.); технологические факторы — количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спускоподъемных операций и др. К этой группе относятся также такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения. 25. Аварии с бурильным инструментом: признаки обнаружение по данным ГТИ. Признаки промыва бурильной колонны по данным ГТИ
Признаки неисправности насоса по данным ГТИ
Признаки разрушения насадок долота по данным ГТИ
26. Неустойчивость ствола скважины: признаки обнаружения по данным ГТИ. Неустойчивостью ствола скважины называется нарушение целостности стенок скважины, осложняющее ее дальнейшую проводку. Неустойчивость ствола может выражаться следующими осложнениями: осыпями и обвалами стенок скважины; желобообразованием на стенках скважины; кавернообразованием; образованием уступов и козырьков на стенках скважины; образованием сужений в стволе; образованием сальников на бурильном инструменте; образованием пробок в стволе. Неустойчивость ствола может привести к значительному зашламлению забоя, заваливанию инструмента породой, к образованию сальников и в итоге - к прихвату инструмента и потере циркуляции. Причины неустойчивости ствола скважины можно разделить на геологические и технологические. К геологическим причинам относятся: наличие в разрезе неустойчивых пород, т. е. мягких, рыхлых, слабо- сцементированных, высокопластичных, текущих, а также трещиновато-кавернозных и высокопористых пород (высокопластичные глины, текучие соли, слабосвязанные пески и аргиллиты); тектонические нарушения; частое чередование пород с различными свойствами. К технологическим причинам относятся: недостаточное гидростатическое давление в скважине; высокие гидродинамические эффекты при проведении различных работ; несоответствие свойств промывочной жидкости свойствам разбуриваемых пород; нарушение технологии промывки скважины и технологии СПО; недостаточная очистка промывочной жидкости от шлама; неудачная компоновка низа бурильной колонны; искривление ствола скважины. |